NO20110926A1

NO20110926A1 - Wake type surface seal and wellhead system including the same

Info

Publication number: NO20110926A1
Application number: NO20110926A
Authority: NO
Inventors: Nicholas Peter Gette; Armando Faz; Stephen Ellis
Original assignee: Vetco Gray Inc
Priority date: 2010-06-29
Filing date: 2011-06-28
Publication date: 2011-12-30
Also published as: SG177110A1; US8950752B2; GB2481696A; GB201110866D0; BRPI1102722A2; MY152410A; US20110316236A1; AU2011202992A1

Description

Område for oppfinnelsen Field of the invention

[0001]Denne oppfinnelse angår generelt brønnhode-sammenstillinger og spesielt en tetning for tetning mellom brønnhodedeler. [0001] This invention relates generally to wellhead assemblies and in particular to a seal for sealing between wellhead parts.

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

[0002]Tetninger er benyttet mellom indre og ytre brønnhodedeler for å holde innvendig brønntrykk. Den indre brønnhodedel kan være en foringsrørhenger lokalisert i et brønnhodehus som opplagrer en streng av foringsrør som strekker seg inn i brønnen. Alternativt, kan den indre brønnhodedel være en rørhenger som opplagrer en streng av rør som strekker seg inn i brønnen for strømmingen av produksjonsfluid. Rørhengeren lander i en ytre brønnhodedel, som kan være et brønnhodehus, et ventiltre (juletre), eller et rørhode. Et tetningselement eller tetning tetter mellom den indre brønnhodedel og den ytre brønnhodedel. I tillegg, kan nødringroms-tetninger benyttes i tilfelle pakningselementet svikter. [0002] Seals are used between inner and outer wellhead parts to maintain internal well pressure. The inner wellhead part can be a casing hanger located in a wellhead housing that stores a string of casing that extends into the well. Alternatively, the inner wellhead may be a tubing hanger that stores a string of tubing extending into the well for the flow of production fluid. The pipe hanger lands in an outer wellhead part, which can be a wellhead housing, a valve tree (Christmas tree), or a pipehead. A sealing element or seal seals between the inner wellhead part and the outer wellhead part. In addition, emergency annulus seals can be used in case the sealing element fails.

[0003]Noen ganger svikter imidlertid alle disse tetninger for å opprettholde trykkintegritet og beredskaps-tetningsforanstaltninger må tas. Selvtettende hengere er typisk benyttet som beredskapstetningsvalg når både primære og nødringromstetninger har sviktet for å opprettholde trykkintegritet. En selvtettende henger kan erstatte den defekte tetning med to separate tetninger, én til hengeren under og en annen til huset. En elastomerisk flatetetning kan benyttes for å danne tetningen mellom den selvtettende henger og foringsrørhengeren nedenfor. Elastomertetningen kan forringes, eller bli skadet, og således kompromittere tetningen som beredskapsvalget må tilveiebringe. Det samme problem kan oppstå mellom nedlåsingshengere som tetter mot en henger under og i tillegg kan kreve bruken av en lang isolasjonshylse som strekker seg til hengeren under når slikt er påkrevet. [0003] Sometimes, however, all these seals fail to maintain pressure integrity and emergency sealing measures must be taken. Self-sealing hangers are typically used as an emergency sealing choice when both primary and emergency annulus seals have failed to maintain pressure integrity. A self-sealing hanger can replace the defective seal with two separate seals, one for the hanger underneath and another for the housing. An elastomeric flat seal can be used to form the seal between the self-sealing hanger and the casing hanger below. The elastomer seal can deteriorate, or be damaged, and thus compromise the seal that the contingency selection must provide. The same problem can occur between lock-down hangers that seal against a hanger below and may additionally require the use of a long insulating sleeve that extends to the hanger below when required.

[0004]Et behov eksisterer for en teknikk som adresserer feilene med beredskaps-tetninger, som øker robustheten av beredskaps-tetningsvalg, og som minimaliserer isolasjonshylse-lengdekrav når nedlåsingshengere er anvendt. De følgende teknikker kan løse én eller flere av problemene fremsatt ovenfor. [0004] A need exists for a technique that addresses the failures of emergency seals, that increases the robustness of emergency seal selection, and that minimizes insulation sleeve length requirements when lock-down hangers are used. The following techniques can solve one or more of the problems stated above.

Sammenfatning av oppfinnelsen Summary of the Invention

[0005]I en utførelse av den foreliggende teknikk, er en tetningssammenstilling anordnet som omfatter: en ringformet tetning lokalisert i en lomme dannet av en brønnhodeboring og det ytre parti av en indre brønnhodedel slik som en brohenger og foringsrørhenger. I denne utførelse er et vekeprofil formet på den nedadvendende tetningsoverflate som biter inn i den motstående tetningsoverflate. Vekeprofilet kan være herdet. Disse egenskaper tilveiebringer robusthet ved å opprettholde integriteten av flatetetningen. Oppbakkingstetninger kan også være lokalisert innen fordypninger formet på den nedovervendende tetningsoverflate. [0005] In one embodiment of the present technique, a seal assembly is provided which comprises: an annular seal located in a pocket formed by a wellhead bore and the outer portion of an inner wellhead part such as a bridge hanger and casing hanger. In this embodiment, a wick profile is formed on the downward facing sealing surface which bites into the opposite sealing surface. The wick profile can be hardened. These properties provide robustness by maintaining the integrity of the face seal. Backing seals may also be located within recesses formed on the downward facing sealing surface.

[0006]Flatetetningen fungerer på lignende måte som den radiale aktiverte metall-til-metall-tetning men er isteden aksialt aktivert. I tilfellet med en brohenger, vil landingsstrengvekt eller last fra setting av ringromstetningen skape en tilstrekkelig last for å tvinge vekeprofilen til å "bite" inn i det bløtere materiale til flatetetningen slik som lavkarbonstål eller binær legering. Elastomertetninger kan også anvendes som oppbakkingstetninger som effektivt ikke vil ha noe ekstrusjonsåpning på grunn av forbelastningen av grenseflaten fra ringromstetningen. [0006] The face seal works in a similar way to the radially actuated metal-to-metal seal but is instead axially actuated. In the case of a bridge hanger, landing string weight or load from annulus seal setting will create a sufficient load to force the wick profile to "bite" into the softer material of the face seal such as low carbon steel or binary alloy. Elastomer seals can also be used as backing seals which will effectively have no extrusion opening due to the preloading of the boundary surface from the annulus seal.

[0007]Når benyttet som en brohenger, er flatetetningen trykksatt forsterket på grunn av den netto nedoverbelastning på brohengeren. Med trykk nedenfra, kan den vinklede overflate til toppen av hengeren også virke til å øke kontaktkrefter, som gjør tetningstrykket forsterket fra begge retninger. [0007] When used as a bridge hanger, the flat seal is pressurized reinforced due to the net downward load on the bridge hanger. With pressure from below, the angled surface to the top of the hanger can also act to increase contact forces, making the sealing pressure amplified from both directions.

[0008]Denne flatetetningsutforming kan også benyttes for en tetnings-nedlåsingshenger, i hvilket tilfelle en låsering på nedlåsingshengeren skaper en tilstrekkelig last for å tvinge vekeprofilet til å bite inn i den motstående tetningsoverflate for å danne en flat tetning. Videre kan hengeren være dimensjonert slik at isolasjonshylsen tetter inn i en boring større enn vekens indre flatediameter, som tillater flatetetningen til å trykkforsterkes også i den primære retning. En veketype flatetetning på en tetnings-nedholdingshenger vil tillate at isolasjonshylsen fester seg direkte inn i nedlåsingshengeren, og betydelig forkorter isolasjonshylsen og igjen styretrakten og trehøyden. Festing inn i nedlåsingshengeren sørger også for standardisering på den korte isolasjonshylsen istedenfor å måtte skape spesialløsninger spesifikt for hvert prosjekt. [0008] This flat seal design can also be used for a seal lock-down hanger, in which case a locking ring on the lock-down hanger creates a sufficient load to force the wick profile to bite into the opposing seal surface to form a flat seal. Furthermore, the hanger can be dimensioned so that the insulation sleeve seals into a bore larger than the inner surface diameter of the wick, which allows the surface seal to be pressure reinforced also in the primary direction. A wick type flat seal on a seal hold down hanger will allow the insulation sleeve to attach directly into the hold down hanger, significantly shortening the insulation sleeve and again the guide funnel and tree height. Fastening into the lock-down hanger also ensures standardization of the short insulation sleeve instead of having to create special solutions specifically for each project.

[0009]Denne bruk av feltutprøvet veketeknologi for å utføre forbedrede flatetetninger mellom brønnhodedeler opprettholder produksjonsintegritet og tilveiebringer en robust metall-til-metall-tetning for beredskap og produksjonsbruk. I tillegg, vil bruken av forbedret flatetetning på nedlåsingshengere senke tiden og kostnaden involvert i isolasjonshylse-installasjoner på grunn av den kortere lengde og standardisering av isolasjonshylsen. [0009] This use of field-proven wick technology to perform improved face seals between wellhead parts maintains production integrity and provides a robust metal-to-metal seal for standby and production use. In addition, the use of improved face sealing on lock-down hangers will lower the time and cost involved in insulation sleeve installations due to the shorter length and standardization of the insulation sleeve.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

[0010]Figur 1 er et snittriss av en brønnhodesammenstilling med en tetningssammenstilling i den satte posisjon, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0010] Figure 1 is a sectional view of a wellhead assembly with a seal assembly in the set position, according to an embodiment of the invention.

[0011]Fig. 2 er et utvidet snittriss av flatetetningen til tetningssammenstillingen i fig. 1, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0011] Fig. 2 is an enlarged sectional view of the surface seal of the seal assembly in fig. 1, according to an embodiment of the invention.

[0012]Fig. 3 er et snittriss med en illustrerende frekvens for en kjøreoperasjon for tetningssammenstillingen, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0012] Fig. 3 is a cross-sectional view with an illustrative frequency of a drive operation for the seal assembly, according to an embodiment of the invention.

[0013]Fig. 4 er et snittriss som illustrerer en påfølgende sekvens for en kjøringsoperasjon for tetningssammenstillingen, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0013] Fig. 4 is a sectional view illustrating a subsequent sequence for a drive operation for the seal assembly, according to an embodiment of the invention.

[0014]Fig. 5 er et snittriss som illustrerer en ytterligere sekvens av en kjøre-operasjon for tetningssammenstilling, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0014] Fig. 5 is a sectional view illustrating a further sequence of a drive operation for seal assembly, according to an embodiment of the invention.

[0015]Fig. 6 er et snittriss av en tetningssammenstilling med et vekeprofil formet på en oppovervendende overflate, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0015] Fig. 6 is a sectional view of a seal assembly with a wick profile formed on an upward facing surface, according to an embodiment of the invention.

[0016]Fig. 7 er et snittriss av en tetningssammenstilling med et vekeprofil som omfatter et flertall av tenner formet på en nedovervendende overflate, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0016] Fig. 7 is a sectional view of a seal assembly with a wick profile comprising a plurality of teeth formed on a downward facing surface, according to an embodiment of the invention.

[0017]Fig. 8 er et snittriss av en tetningssammenstilling med et vekeprofil som omfatter et flertall av bølgeformer formet på en nedovervendende overflate, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0017] Fig. 8 is a sectional view of a seal assembly with a wick profile comprising a plurality of waveforms formed on a downward facing surface, according to an embodiment of the invention.

[0018]Fig. 9 er et snittriss av en tetningssammenstilling med en konet tetningsoverflate, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0018] Fig. 9 is a sectional view of a sealing assembly with a tapered sealing surface, according to an embodiment of the invention.

[0019]Fig. 10 er et snittriss av en tetningssammenstilling med en nedlåsingshenger, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0019] Fig. 10 is a sectional view of a seal assembly with a lock-down hanger, according to an embodiment of the invention.

[0020]Fig. 11 er et snittriss av en tetningssammenstilling med et vekeprofil som omfatter et flertall av tenner formet på en herdet nedovervendende overflate og et bløtt innlegg på oppovervendende overflate, i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. [0020] Fig. 11 is a sectional view of a seal assembly with a wick profile comprising a plurality of teeth formed on a hardened downward facing surface and a soft insert on the upward facing surface, according to an embodiment of the invention.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen Detailed description of the invention

[0021]Med referanse til fig. 1, viser en utførelse av oppfinnelsen et parti av en tetningssammenstilling 9 lokalisert mellom et ytre brønnhode 12 og indre brønn-hodedel 10.1 den illustrerte utførelse, er det ytre brønnhode 12 et høytrykkshus. Den indre brønnhodedel 10 kan være en brohenger (eng.: bridging hanger) som er landet på en eksisterende foringsrørhenger 14. Det kan imidlertid være en andre foringsrørhenger landet på en eksisterende foringsrørhenger i et stablet arrange-ment. Brohengeren 10 er typisk landet på foringsrørhengeren 14 når en ringroms-tetning 16, lokalisert mellom brønnholdet 12 og foringsrørhengeren 14, har sviktet. Brohengeren 10 har en utvendig sylindrisk overflate 18 og et innvendig profil 20. Når landet, strekker et nedre parti 22 til brohengeren 14 seg innvendig inn i et tilhørende profil formet i foringsrørhengerens 14 indre. [0021] With reference to fig. 1, an embodiment of the invention shows a part of a sealing assembly 9 located between an outer wellhead 12 and inner wellhead part 10.1 the illustrated embodiment, the outer wellhead 12 is a high-pressure housing. The inner wellhead part 10 can be a bridging hanger which is landed on an existing casing hanger 14. However, it can be a second casing hanger landed on an existing casing hanger in a stacked arrangement. The bridge hanger 10 is typically landed on the casing hanger 14 when an annulus seal 16, located between the well support 12 and the casing hanger 14, has failed. The bridge trailer 10 has an external cylindrical surface 18 and an internal profile 20. When landed, a lower part 22 of the bridge trailer 14 extends inwardly into an associated profile formed in the interior of the casing trailer 14.

[0022]Med fortsatt referanse til fig. 1, danner flatetetningsoverflater 24, 28 en flatetetning ettersom de tettende opptar hverandre når de er aksialt aktivert. Som vist i fig. 2, vender en tetningsoverflate 24, dannet på foringsrørhengeren 14 oppover og heller radialt innover idet motstående tetningsoverflate 28 formet på brohengeren 10 vender nedover og også heller radialt innover. I dette eksempel, er den dannede flatetetning trykkforsterket på grunn av den netto nedadtettede belastning på brohengeren 10; trykk nedenfra forsterker også flatetetningen på grunn av de hellende tetningsoverflater 24, 28. Også, i dette eksempel, kan et vekeprofil 26 være formet på den nedovervendende tetningsoverflate 28. Vekene 26 er ikke gjenger, men en rekke av små trekantformede, parallelle spor og rigger på tetningsoverflaten. Vekene kan ha en dybde som strekker seg fra 1/16" til 1/8" og er formet av metall som kan bite inn i den oppovervendende tetningsoverflate 24 for å danne en metall-til-metall-tetning som er en bedre tetning enn en glatt overflate eller elastomerflatetetning. Aktivering av flatetetningsoverflatene 24, 28 kan skje i samsvar med f.eks. hydraulisk kraft, strengvekt, eller moment, med vekeprofilet 26 som biter seg inn i den motstående tetningsoverflate 24. Et bløtt materialinnlegg 40 kan være formet på den oppovervendende tetningsoverflate 24 som er deformert av vekeprofilet 26 under setting. I dette eksempel, kan oppbakkingsflatetetninger 44 være lokalisert innen ringformfordypninger 42 formet på den nedovervendende tetningsoverflate 28 til brohengeren 10. Oppbakkingsflatetetninger 44 kan være fremstilt av bløte metall O-ringer eller et elastomer. Hvis tetninger 44 ikke er benyttet, kan veke 40 så strekke seg over overflate 28. Med tetninger 44, er veke 26 kun innvendig av tetning 44 og utvendig av tetning 44. [0022] With continued reference to FIG. 1, face sealing surfaces 24, 28 form a face seal as they seal each other when axially actuated. As shown in fig. 2, a sealing surface 24 formed on the casing hanger 14 faces upwards and rather radially inwards, while the opposite sealing surface 28 formed on the bridge hanger 10 faces downwards and also rather radially inwards. In this example, the formed face seal is pressure reinforced due to the net downward sealed load on the bridge hanger 10; pressure from below also reinforces the face seal due to the inclined sealing surfaces 24, 28. Also, in this example, a wick profile 26 may be formed on the downward facing sealing surface 28. The wicks 26 are not threads, but a series of small triangular parallel grooves and ridges on the sealing surface. The wicks can have a depth ranging from 1/16" to 1/8" and are formed of metal that can bite into the facing sealing surface 24 to form a metal-to-metal seal that is a better seal than a smooth surface or elastomer surface seal. Activation of the flat sealing surfaces 24, 28 can take place in accordance with e.g. hydraulic force, string weight, or moment, with the wick profile 26 biting into the opposing sealing surface 24. A soft material insert 40 may be formed on the facing sealing surface 24 which is deformed by the wick profile 26 during setting. In this example, backing face seals 44 may be located within annular recesses 42 formed on the downward facing sealing surface 28 of bridge hanger 10. Backing face seals 44 may be made of soft metal O-rings or an elastomer. If seals 44 are not used, wick 40 can then extend over surface 28. With seals 44, wick 26 is only inside of seal 44 and outside of seal 44.

[0023]Med referanse til fig. 3, kan en ringformet tetning 30 være satt ved kraft påført en aktiveringsring 31. Aktiveringsringen, i dette eksempel, tvinger fra hverandre benspissene til et par av ben som danner den ringformede tetning 30. Den ringformede tetning 30 er satt i en lomme 32 dannet av boringen til brønn-hodet og halsen til brohengeren 10 og har ytre overflater som skaper en metall-til-metall-tetning med boringen til brønnhodet og den ytre overflate av brohengeren 10 når satt. Den ringformede tetning 30 kan være bi-metallisk med et metall med lavere flytgrense som danner områdene for tetningskontakt, slik som endene til benene som danner den ringformede tetning 30. [0023] With reference to fig. 3, an annular seal 30 may be set by force applied to an actuation ring 31. The actuation ring, in this example, forces apart the leg tips of a pair of legs forming the annular seal 30. The annular seal 30 is set in a pocket 32 formed by the bore of the wellhead and the neck of the bridge hanger 10 and has outer surfaces which create a metal-to-metal seal with the bore of the wellhead and the outer surface of the bridge hanger 10 when set. The annular seal 30 may be bi-metallic with a lower yield strength metal forming the areas of seal contact, such as the ends of the legs forming the annular seal 30.

[0024] Under kjøreoperasjonen, som vist i fig. 3 til 5, er brohengeren 10 og ringromstetningen 30 festet til et setteverktøy 50 ved riggoverflaten. Setteverktøyet 50 har en hals 52 for forbindelse til en borestreng (ikke vist) og et innvendig legeme 56 og et utvendig legeme 58. Brohengeren 10 i dette eksempel er forbundet til det innvendige legeme 56 til setteverktøyet 50 idet ringromstetningen 30, innbefattende aktiveringsringen 31, er båret av det utvendige legeme 58 til setteverktøyet 50. Setteverktøyet 50 senker brohengeren 10 og ringromstetningen 30 ned i brønnen inntil den nedovervendende tetningsoperatør 28 til brohengeren 10 lander på den oppovervendende tetningsoverflate 24 til foringsrørhengeren 14 nedenfor den. Fordi ringromstetningen 16 på foringsrørhengeren 14 har sviktet for å holde trykk, må brohengeren 10 nødvendigvis tette av kommunikasjon med ringrommet under foringsrørhengeren 14. [0024] During the driving operation, as shown in fig. 3 to 5, the bridge hanger 10 and annulus seal 30 are attached to a setting tool 50 at the rig surface. The setting tool 50 has a neck 52 for connection to a drill string (not shown) and an inner body 56 and an outer body 58. The bridge hanger 10 in this example is connected to the inner body 56 of the setting tool 50 as the annulus seal 30, including the activation ring 31, is carried by the outer body 58 of the setting tool 50. The setting tool 50 lowers the bridge hanger 10 and annulus seal 30 down into the well until the downward-facing sealing operator 28 of the bridge hanger 10 lands on the upward-facing sealing surface 24 of the casing hanger 14 below it. Because the annulus seal 16 on the casing hanger 14 has failed to maintain pressure, the bridge hanger 10 must necessarily seal off communication with the annulus below the casing hanger 14.

[0025]Når brohengeren 10 er landet på foringsrørhengeren 14, bevirker ytterligere kraft påført setteverktøyet 50 at det utvendige legeme 48 aksialt glir i forhold til det innvendige legeme 56 til setteverktøyet 50. Som vist i fig. 4, avleverer denne virkning ringromstetningen 30 til lommen 32 landet av boringen til brønnhodet 12 og et ytre parti av brohengeren 10.1 dette eksempel, vil kraften påkrevet for å skyve ringromstetningen 30 inn i lommen 32 også fullstendig bygge opp flatetetningen til brohengeren 10 ved å tvinge vekeprofilet 26 formet på den nedover vendende tetningsoverflate 28 til brohengeren for å bite inn i den motstående, oppovervendende tetningsoverflate 24 på foringsrørhengeren 14. Begge tetningsoverflater 24, 28 som danner flateløsningen og ringromstetningen 30 er nødvendig for å utføre oppgaven som ringromstetningen 16 under unnlot å utføre. [0025] When the bridge hanger 10 is landed on the casing hanger 14, additional force applied to the setting tool 50 causes the outer body 48 to slide axially relative to the inner body 56 of the setting tool 50. As shown in fig. 4, this action delivers the annulus seal 30 to the pocket 32 landed by the bore of the wellhead 12 and an outer part of the bridge hanger 10.1 this example, the force required to push the annulus seal 30 into the pocket 32 will also completely build up the face seal of the bridge hanger 10 by forcing the wick profile 26 formed on the downward facing sealing surface 28 of the bridge hanger to bite into the opposite, upward facing sealing surface 24 of the casing hanger 14. Both sealing surfaces 24, 28 forming the face release and the annulus seal 30 are necessary to perform the task that the annulus seal 16 below failed to perform.

[0026]Den oppovervendende overflate 24 til foringsrørhengeren 14 kan være formet av et bløtere metall enn det til vekeprofilet 26 eller veke 26 kan inneholde et innlegg av bløtt materiale. Videre kan vekeprofilet 26 være formet fra en annen type av metall som er hardere enn det til resten av den oppovervendende overflate 24, slik som Inconel® 725. Flytstyrken til karbonstål-foringsrørhengeren 14 er omkring 55 til 110 ksi, avhengig av anvendelsen. Vekene kan ha 120 ksi minimums-flytstyrke og en hardhet kan variere mellom grovt mindre enn 20 Rockwell C ("HRC") til større enn grovt 37 HRC. Denne høyere hardhet av vekene 26 på den nedovervendende flate 28 sikrer biting inn i den oppovervendende overflate 24. [0026] The upward facing surface 24 of the casing hanger 14 may be formed of a softer metal than that of the wick profile 26 or wick 26 may contain an insert of soft material. Furthermore, the wick profile 26 may be formed from a different type of metal that is harder than that of the rest of the facing surface 24, such as Inconel® 725. The yield strength of the carbon steel casing hanger 14 is about 55 to 110 ksi, depending on the application. The wicks may have a minimum yield strength of 120 ksi and a hardness may vary between roughly less than 20 Rockwell C ("HRC") to greater than roughly 37 HRC. This higher hardness of the wicks 26 on the downward facing surface 28 ensures biting into the upward facing surface 24.

[0027]Ytterligere nedadrettet kraft fra setteverktøyet 50, som vist i fig. 5, vil fullstendig sette ringromstetningen 30 ved å drive aktiveringsringen 31 mellom benene til ringromstetningen 30 for å tvinge benene utover og inn i tetningsinngrep med boringen til brønnhodet 12 og halsen til brohengeren 10. Setteverktøyet 50 kan så frigjøres og gjenvinnes til overflaten. [0027]Additionally downward force from the setting tool 50, as shown in fig. 5, will completely set the annulus seal 30 by driving the actuation ring 31 between the legs of the annulus seal 30 to force the legs outward and into sealing engagement with the bore of the wellhead 12 and the neck of the bridge hanger 10. The setting tool 50 can then be released and recovered to the surface.

[0028]I en ytterligere utførelse illustrert i fig. 6, er et vekeprofil 60 formet på den oppovervendende tetningsflate 24 til foringsrørhengeren 14. Et bløtt innleggs-materiale 62 kan være formet på den nedovervendende tetningsoverflate 28 til brohengeren 10. Vekeprofilet 10 deformerer det bløte innlegg 62 når tetningsoverflatene 24, 28 tettende opptar for å danne en flatetetning mellom brohengeren 10 og foringsrørhengeren 14. Oppbakkingstetninger 44 kan valgfritt være benyttet. Hvis oppbakkingstetninger 44 er benyttet, så er veke 60 lokalisert innvendig og utvendig av oppbakkingstetningene 44. Hvis ingen oppbakkingstetninger er benyttet, strekker vekeprofilet 60 seg over overflaten som i fig. 7. [0028] In a further embodiment illustrated in fig. 6, a wick profile 60 is formed on the upward facing sealing surface 24 of the casing hanger 14. A soft insert material 62 may be formed on the downward facing sealing surface 28 of the bridge hanger 10. The wick profile 10 deforms the soft insert 62 when the sealing surfaces 24, 28 sealingly accommodate to form a flat seal between the bridge hanger 10 and the casing hanger 14. Backing seals 44 can optionally be used. If backing seals 44 are used, then wick 60 is located inside and outside of the backing seals 44. If no backing seals are used, the wick profile 60 extends over the surface as in fig. 7.

[0029]I en ytterligere utførelse vist i fig. 7, omfatter en vekeprofil et flertall av tenner 72. Tennene 72 kan være herdet for å øke bittet av tennene på den oppovervendende overflate 70 til foringsrørhengeren 14 under etableringen av flatetetningen mellom brohengeren 10 og foringsrørhengeren 14.1 fig. 7, er oppbakkingstetninger 42 ikke anvendt. Veke 72 strekker seg vesentlig over den fulle bredden av skulderen på brohengeren 10. Som vist i fig. 11, kan et herdet metall-lag 150 også formes på én av tetningsoverflatene med vekeprofilet 152 formet på det harde metall. Tetningsflaten 154 motsatt de herdede veker 152 kan også være et bløtt innlegg 156 som er deformert av vekeprofilet 152. [0029] In a further embodiment shown in fig. 7, a wick profile comprises a plurality of teeth 72. The teeth 72 may be hardened to increase the bite of the teeth on the upward facing surface 70 of the casing hanger 14 during the establishment of the surface seal between the bridge hanger 10 and the casing hanger 14.1 fig. 7, backing seals 42 are not used. Wick 72 extends substantially over the full width of the shoulder of bridge hanger 10. As shown in fig. 11, a hardened metal layer 150 can also be formed on one of the sealing surfaces with the wick profile 152 formed on the hard metal. The sealing surface 154 opposite the hardened wicks 152 can also be a soft insert 156 which is deformed by the wick profile 152.

[0030]I en ytterligere utførelse illustrert i fig. 8, omfatter et vekeprofil en bølge-formet nedovervendende tetningsoverflate 82 på broveggen 10. Bølgeegenskapen (detaljer) kan være belagt med et bløtt metall slik som sølv eller tinn for å bevirke en gasstett tetning når den nedovervendende tetningsoverflate 82 tettende opptar den oppovervendende tetningsflate 80 til foringsrørhengeren 14 for derved å skape en flatetetning. Denne konfigurasjon er generelt sinusformet. [0030] In a further embodiment illustrated in fig. 8, a wick profile includes a wave-shaped downward-facing sealing surface 82 on the bridge wall 10. The wave feature (details) may be coated with a soft metal such as silver or tin to effect a gas-tight seal when the downward-facing sealing surface 82 sealingly engages the upward-facing sealing surface 80 to the casing hanger 14 to thereby create a flat seal. This configuration is generally sinusoidal.

[0031]I en ytterligere utførelse illustrert i fig. 9, opptar en oppovervendende ytre tetningsoverflate 90 på foringsrørhengeren 14 tettende den nedovervendende tetningsoverflate 92 til brohengeren 10.1 tillegg opptar en konisk indre tetningsoverflate 96 formet på brohengeren 10 tettende en motstående konisk indre tetningsoverflate 94 på foringsrørhengeren 14. Disse koniske overflater danner sammen en flatetetning mellom brohengeren 10 og foringsrørhengeren 14. Tetningsoverflate 92 er en grenseflate mellom overflaten 92 og den sylindriske hals 93 til brohengeren 10. Tetningsoverflate 92 er ved grenseflaten mellom overflate 90 og sylindrisk boring til foringsrørhenger 14. Vinkelen kan variere og i dette eksempel er den omkring 30 til 45 grader i forhold til vertikalen. [0031] In a further embodiment illustrated in fig. 9, occupies an upward facing outer sealing surface 90 of the casing hanger 14 sealing the downward facing sealing surface 92 of the bridge hanger 10.1 additionally occupies a conical inner sealing surface 96 formed on the bridge hanger 10 sealing an opposing conical inner sealing surface 94 of the casing hanger 14. These conical surfaces together form a flat seal between the bridge hanger 10 and the casing hanger 14. Sealing surface 92 is an interface between the surface 92 and the cylindrical neck 93 of the bridge hanger 10. Sealing surface 92 is at the interface between surface 90 and the cylindrical bore of the casing hanger 14. The angle can vary and in this example it is about 30 to 45 degrees relative to the vertical.

[0032]I en ytterligere utførelse illustrert i fig. 10, kan en flatetetning som beskrevet ovenfor også være opprettet mellom en nedlåsningshenger 100 og nedre henger 102, slik som en foringsrørhenger. Nedlåsningshengeren 100 er typisk installert ved toppen av en stabel av hengere funnet i brønnhodet 12 og fungerer for å motstå oppoverbevegelse og krefter på grunn av trykk fra under stabelen av hengere så vel som termisk vekst av foringsrørstrenger. Nedlåsingshengere tetter typisk ikke til foringsrørhengeren 102 under disse og opplagrer ikke en streng av foringsrør. En ringformet tetning 160 tetter ringrommet mellom foringsrørhengeren 102 og brønnhodet 12 og virker ikke sammen med nedlåsingshengeren 100 ovenfor. En flatetetning, i denne utførelse, er etablert ved en oppovervendende tetningsoverflate 144 på foringsrørhengeren 102 som tettende opptar en nedovervendende tetningsoverflate 142 på nedlåsningshengeren 100. Et vekeprofil 140 like mye som beskrevet ovenfor kan være innbefattet i flatetetningen. I tillegg, kan en oppbakkings-flatetetning 44 (fig. 2), slik som beskrevet ovenfor, også være benyttet. [0032] In a further embodiment illustrated in fig. 10, a flat seal as described above can also be created between a lock-down hanger 100 and lower hanger 102, such as a casing hanger. The lock-in hanger 100 is typically installed at the top of a stack of hangers found in the wellhead 12 and functions to resist upward movement and forces due to pressure from below the stack of hangers as well as thermal growth of casing strings. Lock-down hangers typically do not seal the casing hanger 102 below them and do not store a string of casing. An annular seal 160 seals the annulus between the casing hanger 102 and the wellhead 12 and does not interact with the lock-down hanger 100 above. A surface seal, in this embodiment, is established by an upward facing sealing surface 144 on the casing hanger 102 which sealingly occupies a downward facing sealing surface 142 on the lock-down hanger 100. A wick profile 140 as much as described above can be included in the surface seal. In addition, a backing surface seal 44 (Fig. 2), as described above, can also be used.

[0033]Når nedlåsningshengeren 100 er satt, er den nå på plass ved en konvensjonell låsesammenstilling 108 som omfatter en mutter 110, en sperrering 112, og en aktiveringsdel 114 med en konet overflate 122. Aktiveringsdelen 114 tvinger en innoverforspent låsering eller C-ring 116 inn i et profil 118 formet på boringen av brønnhodehuset 12. Låseringen 116 er opplagret nedenifra ved en oppovervendende skulder 120 formet på nedlåsingshengeren 100. [0033] Once the lock-down hanger 100 is set, it is now held in place by a conventional lock assembly 108 comprising a nut 110, a locking ring 112, and an actuating member 114 with a tapered surface 122. The actuating member 114 forces an inwardly biased locking ring or C-ring 116 into a profile 118 formed on the bore of the wellhead housing 12. The locking ring 116 is supported from below by an upward facing shoulder 120 formed on the lock-down hanger 100.

[0034]Under en setteoperasjon for nedoverlåsningshengeren 100, er nedlåsningsringen 100, låsesammenstillingen 108, og den ikke-ekspanderte låseringen 116 sammenstilt på et setteverktøy (ikke vist) ved overflaten og er senket inn i brønnen inntil den nedovervendende tetningsoverflate 142 kommer i kontakt med den oppovervendende tetningsoverflate 144. Initielt er aktiveringsdelen 114 i opp-posisjon og kan holdes på plass ved f.eks. skjærbolter. [0034] During a setting operation for the downlocking hanger 100, the downlocking ring 100, the locking assembly 108, and the non-expanded locking ring 116 are assembled on a setting tool (not shown) at the surface and are lowered into the well until the downward facing sealing surface 142 contacts it upward facing sealing surface 144. Initially, the actuating part 114 is in the up position and can be held in place by e.g. shear bolts.

[0035]Nedlåsnings-hengerens 100 setteverktøy påføres så en aksial last på toppen av aktiveringsdelen 114, skjærer boltene og driver dem ned. Sperreringen 112 forhindrer aktiveringsdelen 14 fra å bevege seg tilbake. Kraften igjen bevirker at låseringen 116, opplagret av skulderen 120, ekspanderer radialt utover ettersom den glir langs den konede overflate 124 til aktiveringsdelen 114. Låseringen 116 er ekspandert inntil den kommer i kontakt med profilet 118 på boringen til brønnhodehuset 112. [0035] The locking hanger 100 setting tool then applies an axial load on top of the actuating member 114, cutting the bolts and driving them down. The locking ring 112 prevents the actuating member 14 from moving back. The force again causes the snap ring 116, supported by the shoulder 120, to expand radially outward as it slides along the tapered surface 124 to the actuation part 114. The snap ring 116 is expanded until it comes into contact with the profile 118 of the bore of the wellhead housing 112.

[0036]Ytterligere nedoverkraft på aktiveringsdelen 114 genererer forhåndslast ettersom låseringen 116 er komprimert mellom profilet 118 og den oppovervendende skulder 120 til låsningshengeren 100. Denne kompresjonskraft er overført ned gjennom nedlåsningshengerens 100 legeme inntil hengeren 102 nedenunder, og således forbelaster flatetetningens grenseflate dannet av de motstående tetningsoverflater 144, 142. [0036]Further downward force on the activation part 114 generates preload as the locking ring 116 is compressed between the profile 118 and the upward facing shoulder 120 of the locking hanger 100. This compression force is transmitted down through the body of the locking hanger 100 to the hanger 102 below, and thus preloads the interface of the flat seal formed by the opposing sealing surfaces 144, 142.

[0037]Ved etablering av en flatetetning mellom de motstående tetningsoverflater 144, 142, er trykkintegritet overført opp nærmere toppen av brønnhodet 12, som tillater en isolasjonhylse (ikke vist) eller et ventiltre (ikke vist) til å bindes direkte til nedlåsningshengeren 100 istedenfor å måtte stikke frem ytterligere ned brønn-hullsboringen for å nå foringsrørhengeren 102 lokalisert nedenfor. Isolasjonshylsen vil således skape en radial tetning til boringen av nedlåsningshengeren 100 ved en aksial posisjon som er omkring ved midtpunktet til aktiveringsdelen 114. I en ikke-tettende nedlåsningshenger, vil partiet til nedlåsningshengerlegemet som stikker frem inn i boringen til hengeren under dette ikke være tilstede og isolasjonshylsen vil således måtte danne en radial tetning til boringen til hengeren under nedholdingshengeren direkte tilstøtende ringromstetningen 106. Det skal bemerkes at denne tetningsposisjon er mye lavere i brønnhodesammenstillingen enn tetningsposisjonen tilveiebrakt ved en nedlåsningshenger med en flatetetning. [0037] By establishing a face seal between the opposing sealing surfaces 144, 142, pressure integrity is transferred up closer to the top of the wellhead 12, which allows an isolation sleeve (not shown) or a valve tree (not shown) to be tied directly to the lock-down hanger 100 instead of had to protrude further down the wellbore to reach the casing hanger 102 located below. The insulating sleeve will thus create a radial seal to the bore of the lock-down hanger 100 at an axial position which is approximately at the midpoint of the actuating member 114. In a non-sealing lock-down hanger, the portion of the lock-down hanger body which protrudes into the bore of the hanger below this will not be present and the insulation sleeve will thus have to form a radial seal to the bore of the hanger below the hold-down hanger directly adjacent to the annulus seal 106. It should be noted that this seal position is much lower in the wellhead assembly than the seal position provided by a lock-down hanger with a flat seal.

[0038]I nedlåsningshenger-anvendelser, har en kortere isolasjonshylse mange fordeler siden mindre innretninger er påkrevet for å installere ventiltreet, og derved redusere kostnaden av både ventiltreet og enhver innretningsstyringstrakt nødvendig for installasjonen. I alle anvendelser av oppfinnelsen, er hovedfordelen ved å benytte denne type av veke økt flatetetning i forhold til tradisjonelle radiale tetninger, det positive bitt eller interferens som er mulig med en flatetetning. Dette danner ikke kun en bedre gasstett tetning, men er også mer motstandsdyktig mot riper og rester som er allesteds-nærværende i boremiljøer. Også siden flatetetningen skaper en tetning som er ytterligere utenbords enn hva som er mulig med en radial tetning, som typisk er formet på den indre diameter av hengeren, er flatetetningen mer motstandsdyktig mot høye trykk i ringrommet siden trykk under foringsrørhengeren 14 virker for ytterligere å komprimere flatetetningsgrenseflaten og forme en enda tettere tetning via trykkaktivering. Videre begrenser ikke en flatetetning "drivdiameteren" til foringsrørhengeren 14 under denne og tillater større borkronediametre å kunne benyttes for påfølgende boringsoperasjoner. [0038] In lock-down hanger applications, a shorter insulating sleeve has many advantages since less equipment is required to install the valve tree, thereby reducing the cost of both the valve tree and any equipment control funnel required for the installation. In all applications of the invention, the main advantage of using this type of wick is increased surface sealing compared to traditional radial seals, the positive bite or interference that is possible with a surface seal. This not only forms a better gas-tight seal, but is also more resistant to scratches and residues that are ubiquitous in drilling environments. Also, since the flat seal creates a seal that is further outboard than is possible with a radial seal, which is typically formed on the inner diameter of the hanger, the flat seal is more resistant to high pressures in the annulus since pressure below the casing hanger 14 acts to further compress flat seal interface and form an even tighter seal via pressure activation. Furthermore, a flat seal does not limit the "drive diameter" of the casing hanger 14 below it and allows larger drill bit diameters to be used for subsequent drilling operations.

[0039]Idet oppfinnelsen har blitt vist i kun valgte former, vil det være åpenbart for de som er faglært på området at den ikke er således begrenset men er mottakelig for forskjellige forandringer uten å avvike fra området av oppfinnelsen. For eksempel, kan tetninger med indre og ytre ben som er kilt fra hverandre ved en aktiveringsring erstattes med andre typer av nedpakninger. [0039] As the invention has been shown in only selected forms, it will be obvious to those skilled in the art that it is not so limited but is susceptible to various changes without departing from the scope of the invention. For example, seals with inner and outer legs that are wedged apart by an actuation ring can be replaced with other types of packings.

Claims

1. Wellhead assembly with an axis, characterized by: an outer wellhead part (12) with a bore; a first inner wellhead part (14) located in the bore having an upward facing sealing surface (24), and having a rim (24) on an upper end; a second inner wellhead portion (10) located in the bore and having a downward facing shoulder (28) abutting the rim and having a downward facing sealing surface (28); and a wick profile (26) formed on one end of the sealing surfaces (24, 28) which is sunk onto the other sealing surface when the second inner wellhead part (12) is set in place.

2. Compilation according to claim 1, characterized in that the wick profile (26) is formed on the downward-facing sealing surface (28) of the second inner wellhead part (10).

3. Compilation according to claim 1, characterized in that the wick profile (26) is formed on the upward facing sealing surface (24) of the first inner wellhead part (14).

4. Compilation according to claim 1, characterized in that the wick profile (26) is formed on a hard metal layer (50) formed on one of the sealing surfaces (24, 28).

5. Compilation according to claim 1, further characterized by a soft insert (62) formed on one of the upward and downward facing sealing surfaces (24, 28) which is deformed by the wick profile (26) when set.

6. Compilation according to claim 1, characterized in that the wick profile (26) has a generally sinusoidal design.

7. Compilation according to claim 1, characterized in that the edge (24) slopes downward in a radially inward direction and has a conical inner sealing surface (94) at a steeper angle than the edge (24); and the shoulder (28) slopes downward in a radially inward direction and has a conical inner sealing surface (96) with a steeper angle than the rim (24); and the tapered inner seal (96) of the shoulder (28) mates with the inner sealing surface (94) of the rim (24).

8. Compilation according to claim 1, further characterized wood backing surface seal (44) located within a recess (42) formed on the downward facing sealing surface (28) of the second inner wellhead part (10).

9. Compilation according to claim 8, characterized the wood backing seal (44) is one of the following: a. a metallic ring; or b. an elastomer seal; wherein the backing seal (44) is located in a central region between inner and outer edges of the downward facing sealing surface (28); and the wicks (26) are located on the downward facing sealing surface (28) internally and externally from the backing seal (44); and a sealing surface (24, 28) is formed by associated tapered shoulders where each tapered shoulder is located adjacent the upwardly and downwardly facing sealing surfaces (24, 28).

10. Compilation according to claim 1, further characterized wood packing seal (16) located between an outer wall of the inner wellhead part (14) and the bore of the outer wellhead part (12).

11. Compilation according to claim 1, further characterized by the second packing seal (30) located between an outer wall of the second inner well head part (10) and the bore of the outer well head part (12).

12. Procedure for sealing between wellhead parts, characterized by: installing an outer wellhead part (12) with a bore; installing a first inner wellhead member (14) located in the bore having an upward sealing surface (24) and one having a rim (24) on an upper end; driving and landing a second inner wellhead part (10) in the bore, the second inner wellhead part (10) having a downward facing shoulder for landing on the rim (24) and a downward facing sealing surface (28); forming a wick profile (26) on one of the sealing surfaces (24, 28) which is submerged on the outer sealing surface when the second inner wellhead part (10) is set in place; and applying a force to the landed second inner wellhead part (10) therefor by butting the sealing surfaces (24, 28) against each other.